典型10 kV配网线路单相故障分析

陈 航，李 洪，朱 皓，杨敏雪，方明利，杨林峰，王 银，王雨艺

（六盘水供电局，贵州 六盘水 553001）

0 引言

随着社会的不断发展，城市电缆化率越来越高，而电缆是10 kV供配电系统网架的重要组成部分，其安全运行直接关系到配网用电端居民的供电可靠性。但是，电缆线路多深埋于地下，地下管线错综复杂，其运行环境常受到严苛考验，随即带来的电缆接头、本体等故障查找难度较大。由于电缆的结构特殊，电缆化率较高的10 kV配电线路在故障初期常反映为接地故障，而后接地故障弧光持续燃烧，进而故障点其余两相击穿短路，造成线路或变电站开关保护动作跳闸。导致接地故障发生的原因主要是电缆本体、中间头、终端头等设备绝缘老化、制作工艺不合格、施工外破等。

我国10 kV供配电系统大多采用110 kV主变压器中性点不接地运行方式。在不接地运行方式下，当单相接地故障发生时，故障电流仅由与接地线路同母线的非故障相线路对地电容、电流之和构成，数值比较小，规程允许该情况下10 kV故障线路可带故障运行1～2 h；而10 kV线路分段开关及站内10 kV断路器多选用电流级差保护，接地故障电流不会造成线路分段开关及站内断路器过流保护动作。

1 配网单相接地故障

配网发生单项接地故障时，故障点的位置会出现弧光接地，在故障线路10 kV母线的非故障相会形成过电压，有时会形成谐振过电压。与正常配网运行时相比，过电压值在完全接地的情况下将变为原电压等级的1.732倍，或者形成的谐振过电压超出线路的承载范围，直接烧毁线路[1]。单项接地故障对配网线路的影响是直接性的，线路多次处于电压升高的状态，就会加速线路电缆及设备的绝缘薄弱环节绝缘老化，击穿绝缘薄弱环节引起短路[2]。配网线路带接地运行期间，有可能发生因接地故障而引起的继发型短路、断电的情况。对于小电流接地系统过电压故障，目前存在故障线路选择、故障点定位、测距的困难，供电企业可通过研究中低压配网的单相接地故障特征，从而解决小电流接地故障的可靠检测问题，及时发现接地故障线路，找到故障点，并采取相应的处理措施。本文以一起某配网接地故障为例进行分析，为配网提高供电可靠性提供借鉴。

2 故障发生情况

南方某城市主城区供电网架如图1所示。10 kV凤南II回线、10 kV凤云II回线由110 kV凤凰变II母供电。图1中裕民巷口南开关箱及钟山疾控东开关箱均为近期投运的两台保护试验合格的户外开关箱，故障发生时10 kV凤云II回线怡景小区西分接箱进线电缆头绝缘水平降低，分接箱内A相电缆的电缆头接地故障开始燃烧，此时110 kV凤凰变Ⅱ母线发出接地告警信号，特征为A相电压降低，其余两相电压升高，接地故障运行约2 min后，10 kV凤南Ⅱ回线凤凰廉租房2号公变C相避雷器被击穿及10 kV凤云Ⅱ回线蝴蝶湾南开关箱蝴蝶湾南主进011开关电缆头被烧坏，最终引起10 kV凤南Ⅱ回线钟山疾控东开关箱钟山疾控东主进011开关故障跳闸。10 kV凤云II回线裕民巷口南开关箱裕民巷口南主进011开关保护动作跳闸。

图1 10 kV凤南II回线、10 kV凤云II回接线图

3 保护动作分析

3.1 10 kV凤云II回线裕民巷口南开关箱动作情况

3.1.1 保护概况

开关箱内CT变比为600/5，零序CT变比为20/1；PT变比为0.1 kV/220 V，用于开关箱二次电源供电，定值为二次值；X时限级差为7 s，Y时限为5 s，设置为0，含义为退出失压跳闸，来电合闸；相间Ⅰ段即过流保护，电流定值基准值为100 A、级差20 A（设置为00，即退出过流保护），时间定值级差为0.05；零序Ⅰ段即零序保护，电流定值级差为1 A（设置为00，即退出零序保护），10挡以下，时间定值级差为0.1 s；10挡以上，时间定值级差为0.5 s；一次重合闸，4挡及以下，时间级差为0.5 s，5～8挡，时间级差为5 s，9挡对应重合闸时间60 s。

3.1.2 各间隔定值配置情况

10 kV凤云II回线裕民巷口南开关箱主进011开关配置电压时间型保护，该间隔为10 kV凤云Ⅱ回线第一个开关，其来电合闸时间为21 s，Y时限（闭锁时限）为5 s；过流保护定值为1 040 A、0.15 s（与变电站定值配合）；一次重合闸时间为1.5 s，二次重合闸时间为固有时间3 s，重合闸复归时间为50 s；本间隔投选线功能，联络时间设置为0，退出联络功能。

10 kV凤云II回线裕民巷口南开关箱主出012开关配置电压时间型保护，该间隔为10 kV凤云Ⅱ回线第二个开关，其来电合闸时间为14 s，Y时限（闭锁时限）为5 s；过流保护退出；零序保护退出；重合闸退出；本间隔投选线功能，联络时间设置为0，退出联络功能。

最终，10 kV凤云II回线裕民巷口南开关箱故障主进011开关保护动作跳闸，主出012开关保护动作跳闸。

3.2 10 kV凤南Ⅱ回线钟山疾控东开关箱定值及动作情况

钟山疾控东主进011开关定值情况：速断电流为8.66 A，速断延时为0.00 s，限时速断电流为8.66 A，限时速断延时为0.15 s，定时限过流电流为8.66 A，定时限过流延时为0.15 s。

钟山疾控东主出012开关定值情况：速断电流为8.66 A，速断延时为0.00 s，限时速断电流为8.66 A，限时速断延时为0.15 s，定时限过流电流为8.66 A，定时限过流延时为0.15 s。

开关动作情况：钟山疾控东主进011开关动作情况为保护跳闸；钟山疾控东主出012开关动作情况为保护跳闸。

3.3 保护动作情况

10 kV凤云II回线第一次故障时：故障电流为2 100 A。装置CT变比为600∶5，故障时大于10 kV凤云II回线裕民巷口南开关箱裕民巷口南主进011开关定值；10 kV凤云II回线裕民巷口南开关箱裕民巷口南主进011开关过流保护动作跳闸，裕民巷口南开关箱裕民巷口南主出012开关失压跳闸，后裕民巷口南开关箱裕民巷口南主进011开关重合一次。裕民巷口南开关箱裕民巷口南主出012开关于此次来电合闸过程中合于故障，再次导致裕民巷口南主进011开关过流保护动作，后再次重合，而裕民巷口南主出012开关X时限闭锁合闸，无法再次来电合闸于故障。10 kV凤云II回线第二次故障时：10 kV凤云II回线裕民巷口南开关箱裕民巷口南主进011开关过流保护动作跳闸，裕民巷口南开关箱裕民巷口南主出012开关因操作人员在第一次故障处理时将挡位调至手动位置。故此次故障裕民巷口南主进011开关保护动作后不会跳闸、7 s后裕民巷口南开关箱裕民巷口南主进011开关重合一次，合于故障，故裕民巷口南主进011开关再次保护动作跳闸，隔离故障成功。

10 kV凤南Ⅱ回线故障时：故障电流为2 300 A。装置CT变比为600∶5，故障时二次侧电流为19.1 A，大于10 kV凤南Ⅱ回线钟山疾控东开关箱钟山东疾控主进011开关、主出012开关的定值，保护动作时间皆为0.15 s，故10 kV凤南Ⅱ回线钟山疾控东开关箱钟山疾控主进011开关、主出012开关、10 kV凤南Ⅱ回线凤凰廉租房819开关均过流保护动作跳闸。

综合分析可知，此次故障为10 kV凤云II回线怡景小区西分接箱进线电缆头接地故障引起系统电压异常，造成非故障相线路绝缘薄弱点因过电压而被击穿的一起典型连环故障。

4 控制措施预想

我国的配网为了提高供电可靠性，普遍采用中性点非有效接地方式。贵州电网10～35 kV系统接地广泛采用不接地或经消弧线圈接地方式（属于小电流接地系统）。小电流接地系统在发生单相接地故障时，故障电流较小，保护构成困难[3]。当发生馈线断线或经过渡电阻接地故障时，馈线保护因灵敏度不够难以动作，危及人身安全。目前，此类故障主要依靠小电流接地选线装置选出故障线路，然而在对全网在运小电流接地选线装置运行情况的调研发现，受装置原理限制，小电流接地系统中选线装置正确动作率普遍不高。

中性点非有效接地配电线路单相接地故障是个特殊的短路故障。单相接地故障发生后，通常不影响设备的运行，也不影响负荷供电，而且也不易识别单相接地线路和单相接地区段[4]。根据单相接地故障的上述特点，总结出一种基于10 kV中性点不接地系统电压突变及三相不对称的配电线路接地保护重合闸功能辅助判定接地故障的思路，可避免因线路接地保护误动而影响线路供电可靠性的问题，同时可减少网架内其他线路及设备受非正常运行电压的长时间影响。

当接地故障发生时，同母线所有出现线路电压及三相电流对称情况异常，原线路接地保护终端正常采集此时线路侧故障分量而动作，断开瞬间，重合闸计时动作，此时保护终端采集一次动作后电压突变量及三相不平衡量，而后重合闸开始计时，重合闸动作瞬间开关终端采集重合闸动作后电压突变量及三相不平衡量，若经可整定的重合闸延时后（躲避配网常见的树障等瞬时故障）线路异常情况存在，达到了接地故障判定的电气量标准，则认为该线路接地故障判定正确且无法通过重合闸来躲避，开关正常动作。若经重合闸延时，线路异常情况消失，或未达到接地故障判定的电气量标准，则认为线路保护动作情况非产生该线路后端异常情况的原因，或线路瞬时接地故障因重合闸延时后切除成功，重合闸正常动作保障用户供电可靠性。现场只需将合闸控制回路中接入该电压突变及三相不平衡判定逻辑，即可完成该接地保护的可靠性动作改造。

5 结语

10 kV不接地系统在接地故障运行期间会导致该条10 kV母线接地相对地电压降低，非故障相电压升高。长期运行情况下，必将损伤、击穿与该接地故障同母线的其余线路绝缘薄弱环节，进而引起开关箱、开关柜、箱变等重要设备的烧损。10 kV不接地系统发生单项接地故障时，接地点会产生弧光，导致同沟电缆或邻近设备被烧伤，最终演变为相间故障，故接地故障未及时隔离，存在扩大故障范围值、增加设备经济损失的风险。因此，分析10 kV配网接地故障发生时的故障特征量变化情况，有助于快速定位接地故障点。通过对各种单相接地影响下造成线路及设备继发故障分析，进一步揭露在10 kV不接地系统中单相接地故障长期运行对配网系统造成的影响。

本文提出的基于电压突变量及三相不平衡量的接地保护重合闸判据设想，可在现有接地保护中，将此逻辑电路输出并入合闸输出回路中进行改造，以提高配网运行安全性和供电可靠性。电力系统故障并不是单一节点发生的事件，因电网故障、异常波动而引起的线路保护动作及设备损坏并不能单独作为一个独立事件去看待。故障巡视及故障处理过程中应综合考虑分析现有故障发生情况，结合已知线路保护动作信息进行故障巡视及故障处理，形成系统性思维，使得在发生故障时可以及时明确处理思路及分析故障原因，减少故障处置时间，提高运维水平，从而不断提高供电的可靠性。